Verne Hydrogen近日发布一项气态氢直接低温压缩技术，声称这是液化与气体压缩技术间的“两全之策”。
如何对氢气进行安全经济的储存，一直是清洁氢能大规模应用的主要障碍。一种名为“低温压缩”的储氢技术正成为高密度氢液化（初始成本较高）和低密度气体氢压缩（常见较低成本方案）之间的理想桥梁。
技术突破
Verne公司（总部位于加州旧金山）与劳伦斯利弗莫尔国家实验室（LLNL）首次成功实现了从气态氢直接进行低温压缩的示范，这一里程碑显著提升了储氢效率。
公司首席技术官兼联合创始人大卫·哈拉米略表示：“我们的低温压缩机平台能将 2 兆帕 300K 的常压气态氢，转化为 30～50 兆帕 60～80K 的低温压缩氢。”（注：0K 等于零下 273℃）
创新设计
通过将催化剂填充式热交换器与传统压缩设备结合，该技术已在实验室规模验证成功，目前正筹备商业示范。
公司将优先布局氢能发电场景，包括电动汽车充电站、建筑工地、海港空港等终端应用。
“直接气态转化技术可规避液化环节，每公斤氢成本降低约 2 美元。”哈拉米略强调。
产业优势
相比需要大型集中化设施的液化工艺，低温压缩技术更具模块化扩展优势。LLNL专家指出：“这意味着储氢中心可分布式部署在用户终端附近，优化整体输配网络。”
铂道观点
当前，美国在液氢产业方面技术成熟、产能巨大，处于领先地位。欧洲、日本等地区和国家液氢技术也相对成熟，已进入规模化应用阶段。
中国起步较晚，初期液氢工厂主要服务航天火箭发射。当前航天六院、中海油等机构和企业正加快研发和实践，推动液氢在食品、化学、半导体、玻璃等工业部门广泛应用。
氢液化虽然好，但是初期投入对资金要求比较大，更适合大规模的应用。而低温压缩技术提出一种资金投入较少的新模式。
在氢能储运技术赛道上，低温压缩技术并不是简单的“骑墙式”技术，它有其模块化独有优势，相较于依赖大型集中化设施的液化工艺，其可拆解的设备单元如果能像“拼图”般灵活布局，则可高度契合中国氢能“因地制宜”的发展逻辑。
相关分布式部署理念，若落地中国，可在工业园区、交通枢纽等氢能需求集中区域就近建设储氢中心，既规避长距离输氢的能耗损耗，又能通过“去中心化”模式提升管网抗风险能力。
当前中国氢能正处于规模化应用前期，我们需要更多类似新模式的探索，为破解输配网络建设成本高、布局难等痛点提供新思路，推动氢能应用场景越来越广阔。
【信息来源：Verne Hydrogen、Access Intelligence】